高尚堡油田G 5断块储集层微观非均质性研究

贾 然

(中国石油长城钻探工程有限公司录井公司)

0 引 言

G 5断块是高尚堡油田主要开采区块，其投产时间早，初期开发效果较好。随着注采开发的进行，井网越布越密，地层能量补充不足，压力下降较快，且采出液综合含水逐渐升高，储集层动用程度越来越低。在不改变开采方式的前提下，亟需通过储集层内部结构的研究，丰富区块内分析化验资料，形成储集层微观非均质性评价体系，模拟剩余油分布规律，选取合适助剂，改善注水系统，以期达到提高采收率的目的。

1 研究区概况

1.1 构造背景

高尚堡油田位于南堡凹陷中段，构造范围以柏各庄断层、西南庄断层为北界，以柳赞构造、林雀次洼为南界[1]，有利勘探面积逐步扩大为约98 km2。高尚堡油田主力含油层系为古近系沙河街组二、三亚段，为一套近物源、短距离搬运、快速堆积的陡坡型扇三角洲沉积体系。油藏类型为未饱和层状断块型油藏，具有埋藏深、断裂系统复杂、含油井段长、油层层数多、厚度大、油水关系复杂及地震资料品质差(图1)等特点。

G 5断块位于高尚堡油田西北部，在Ⅰ油层组底界构造上，西以过G 3104井断层为界，南以过G 34-28井断层为界，是一个以G 2井区为高点向北东方向倾没的断鼻构造，地层走向为北西-南东，倾向北东，倾角10°～20°。

图1 G 5断块层序界面的地震反射特征

1.2 沉积特征

高尚堡油田G 5断块储集层发育于南堡凹陷裂陷Ⅰ-Ⅱ幕充填阶段，充填型式为冲积扇-扇三角洲-浅湖。通过对高尚堡油田不同油层组油层有效厚度的研究，确定油层有效厚度与沉积相带展布有着很好的一致性。在水下分流河道、前缘砂、远端席状砂、前扇三角洲等沉积相带中砂体厚度最大，油层有效厚度相应较大。

G 5断块储集层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，长石岩屑砂岩次之。碎屑组分以岩屑最多，长石、石英次之。储集层砂岩结构组成复杂，结构成熟度低，分选中等-差，磨圆以次圆-次棱角为主，颗粒接触类型以线-点接触为主，胶结类型以孔隙式为主。填隙物包括杂基和各种胶结物，填隙物总含量为2%～12%，其中胶结物含量2%～9%，主要为方解石和泥质[2]。

1.3 储集层物性特征

通过对G 5断块174块岩心物性数据统计分析，该断块储集层平均孔隙度为19.2%，平均渗透率为62 mD(表1)。测井解释资料结果表明，该区储集层孔隙度主要分布在17.6%～22.7%，平均为19.9%，渗透率分布在0.5～400 mD之间。

表1 G 5断块物性数据统计

2 储集层微观非均质性特征

储集层微观空间由岩石颗粒、孔隙喉道、填隙物组成，这三项的不均一性直接影响储集层的微观非均质性。我们通过定量参数来描述储集层的微观组成，最终判断储集层微观非均质性的强弱[3]。

2.1 岩石颗粒及孔隙类型

储集层颗粒的微观非均质性主要表现为颗粒大小、胶结程度、排列及接触关系，它们既影响孔隙的非均质性，也可能造成渗透率的各向异性。岩石颗粒非均质性主要通过铸体薄片、图像分析、物性实验等进行分析(图2)。

图2 G 5断块铸体薄片照片

通过对G 5断块的铸体薄片观察，结合物性数据，G 5断块内储集层颗粒类型主要有以下几类：

(1)Ⅰ类(大量原生孔隙，含少量次生溶蚀孔隙):颗粒定向排列，基底式胶结，储集空间主要为原生粒间孔和少部分次生溶蚀加大部分，局部发育较大孔隙，渗透率范围160.10～2 500.21 mD，孔隙度范围21.6%～24.4%，颗粒非均质性强。

(2)Ⅱ类(大量原生孔隙，含少量次生溶蚀孔隙):颗粒无序排列，孔隙式胶结，储集空间主要为原生粒间孔隙、少量的粒间溶蚀孔隙及颗粒溶蚀微孔，局部发育较大孔隙，渗透率范围123.97～358.27 mD，孔隙度范围20.0%～25.0%，颗粒非均质性中等。

(3)Ⅲ类(少量原生粒间孔隙，含少量次生溶蚀孔隙):颗粒无序排列，接触式胶结，储集空间主要为少量次生溶蚀孔隙，少量原生粒间孔隙，样品孔隙发育一般，渗透率范围14.86～98.50 mD，孔隙度范围19.1%～24.8%，颗粒非均质性中等。

(4)Ⅳ类(少量次生溶蚀孔隙，极少量原生粒间孔隙):颗粒无序排列，镶嵌式胶结，储集空间为少量次生溶蚀孔隙，样品孔隙不发育，渗透率范围1.23～7.35 mD，孔隙度范围10.6%～20.5%，颗粒非均质性较强。

(5)Ⅴ类(极少量次生溶蚀孔隙):颗粒无序排列，镶嵌式胶结，储集空间为极少量次生溶蚀孔隙，样品孔隙极不发育，渗透率范围0.11～0.89 mD，孔隙度范围7.2%～17.3%，颗粒非均质性较强。

表2为各种岩石颗粒类型、样品的数量及特征。

2.2 孔喉特征

孔隙喉道的形状和大小控制着地层的储集性能和渗流能力，对储集层微观非均质性的影响很大。孔喉的大小、变异系数等参数是判断孔喉非均质性的主要因素，在岩石颗粒类型的基础上结合孔喉特征，可以对储集层微观非均质性进行更详细的研究。

借助压汞实验，可以得到孔喉半径及渗流贡献图，同时结合岩石颗粒类型，对样品进行数据对比，将储集层孔喉特征分为以下几类：

(1)Ⅰ类(孔喉半径大，分布集中)：孔喉大小分布集中，最大孔喉半径为25 μm，半径大于1 μm的孔喉体积占总孔隙体积80%以上，参与渗流孔喉平均半径大于10 μm，孔喉非均质性较弱(图3)。

(2)Ⅱ类(孔喉半径较大，分布不集中)：孔喉大小分布不集中，最大孔喉半径为40 μm，半径大于1 μm的孔喉体积占总孔隙体积65%左右，参与渗流孔喉平均半径为5.0～10 μm，孔喉非均质性强(图4)。

(3)Ⅲ类(孔喉大小中等，分布较集中)：孔喉大小分布较集中，最大孔喉半径为16 μm，半径大于1 μm的孔喉体积占总孔隙体积40%左右，参与渗流孔喉平均半径为1.0～5.0 μm，孔喉非均质性中等(图5)。

(4)Ⅳ类(孔喉大小中等，分布不集中)：孔喉大小分布不集中，最大孔喉半径为4 μm，半径大于1 μm的孔喉体积占总孔隙体积30%左右，参与渗流孔喉平均半径为0.5～1.0 μm，孔喉非均质性较强(图6)。

(5)Ⅴ类(孔喉偏小，分布不集中)：孔喉大小分布不集中，最大孔喉半径为1.6 μm，半径大于1 μm的孔喉体积占总孔隙体积15%左右，参与渗流孔喉平均半径为0.1～0.5 μm，孔喉非均质性较强(图7)。

(6)Ⅵ类(孔喉极小，分布不集中)：孔喉大小分布不集中，最大孔喉半径为0.63 μm，半径无大于1 μm的孔喉，参与渗流孔喉平均半径小于0.1 μm，孔喉非均质性较强(图8)。

表3为各种孔喉类型样品的数量及特征。

2.3 填隙物

在注水开发过程中，填隙物中的黏土矿物会发生运移膨胀沉淀，造成孔喉堵塞，从而对储集层微观非均质性造成不可逆的影响。通过对G 5断块黏土样品进行分析发现，受注水开发影响最大的伊蒙混层占总黏土矿物含量的50%以上(图9)。填隙物对储集层的影响较为复杂、参数较多，主要影响参数为注入液流速及矿化度，对应的敏感性实验分别为速敏和水敏，其中由于流速在储集层不同位置差异明显，生产井与注入井井口附近流速较大。因G 5断块近井地带均做了压裂处理，虽然流速较高但裂缝对速敏不敏感，而远井地带流速很低，速敏影响也较小，过渡带渗流又比较复杂，所以对于速敏不进行分析。

图3 Ⅰ类孔喉半径及渗流贡献图

图4 Ⅱ类孔喉半径及渗流贡献图

图5 Ⅲ类孔喉半径及渗流贡献图

图6 Ⅳ类孔喉半径及渗流贡献图

图7 Ⅴ类孔喉半径及渗流贡献图

图8 Ⅵ类孔喉半径及渗流贡献图

表3 G 5断块孔喉类型分析

图9 黏土矿物分布情况

收集模拟地层水、注入水、蒸馏水的水敏数据进行处理后发现(表4)，零矿化度的蒸馏水比模拟地层水对储集层伤害更大，渗透率会降至原来的55.7%，非均质系数达到27.9；而2 900 mg/L矿化度的注入水对储集层伤害较小，渗透率下降至13.8%，非均质系数为4.9。因此在实际生产中，注入水矿化度应控制在2 900～4 000 mg/L区间内，可以忽略填隙物对储集层微观非均质性的影响。

表4 水敏性实验数据(均值)

3 储集层微观非均质性评价

3.1 储集层微观非均质性分类

根据岩石颗粒、孔隙喉道、填隙物对微观非均质性的影响，综合实验数据，将储集层按微观非均质性强弱分为A、B、C、D、E、F六类(表5)。

表5 G 5断块储集层微观非均质性分类

3.2 储集层微观非均质性评价标准

利用平均粒径、平均孔喉半径和变异系数绘制分类图板(图10)，统计数据后发现储集层类型不同，数据分布形态不同，具体表现为分布范围越小，非均质性越弱，反之非均质性则越强。结合这三个参数的数值范围可以评价储集层非均质性的强弱，建立储集层微观非均质性评价标准(表6)。

3.3 评价标准验证

选择G 5断块另外两口井G 32-20、G 23-39井的数据，用于对评价标准和图板进行验证，验证结果如图11所示。

由图11可见，G 32-20、G 23-39井数据点分布范围与图板大致吻合，数据范围和标准范围一致，说明该分类图板和标准适用于G 5断块储集层微观非均质性评价。

表6 G 5断块储集层分类

图11 G 32-20、G 23-39井储集层数据分布

4 储集层微观非均质性对采收率的影响

微观非均质性研究对油田后期注水开发具有重要指导意义，微观结构的不同对储集层的驱油效率影响较大[4]。储集层微观非均质性的存在会导致油层开发中大量剩余油的形成，从而影响储集层的驱油效率，最终影响油田注水开发采收率[5-6]。

4.1 储集层基本情况分析

基于储集层微观非均质性强弱对驱油效率的影响，利用上述评价标准，同时结合束缚水饱和度和驱油效率，将六类储集层细划归AC(弱-中)、B(强)、DEF(较强)三小类储集层，分别进行分析(表7)。

表7 G 5断块储集层微观非均质性分析

从表7可以发现，A、B、C类储集层驱油效率明显高于D、E、F类储集层，这是因为D、E、F类储集层较A、B、C类储集层物性差、孔喉半径极小，所以A、B、C类储集层适合使用提高采收率技术，D、E、F类储集层只能通过后期开发提高产量；同时从微观非均质性角度看，B类储集层非均质性最强，D、E、F类次之，A、C类与其相比趋于均质。故后期开发应加强对A、C类储集层的投入，提高采收率效果会更好。

高尚堡油田G 5断块埋藏深度为3 300～4 600 m，地层温度为105℃，油质类型为稀油，因此对聚合物分解作用较强，不适合采用火驱、蒸汽驱、SAGD和聚合物驱。

4.2 提高采收率建议

根据各类储集层微观非均质性强弱，提出分层封堵、分层注采提高油气采收率的总体思路，具体方法是：A、C类储集层占比较大的油层，相对比较均质，可以通过注入表面活性剂的方法降低界面张力，减小毛细管阻力作用，增加渗流能力，是提高采收率效果较好的储集层；B类储集层占比较大的油层，由于非均质性强，但孔喉半径较大，渗流能力好，残余油大部分存留在渗流能力差的部位，在注水开发过程中应采用高效驱油剂，使用“四细四选”工艺堵塞大孔喉，减少指进现象，可达到提高采收率的效果；D、E、F类储集层占比较大的油层，由于非均质性较强，且孔喉半径极小，物性差，不适用水驱提高采收率技术方式，只能通过后期压裂开发、改变布井方式增加产量。

在储集层开发的同时应注意注入水的矿化度、配伍性等问题，降低水敏对储集层的影响，预防二次非均质性的产生。

5 结 论

油气成藏受到多种因素的影响，而储集层微观非均质性控制着剩余油在储集层中渗流运移、聚集状态、分布状况，因此，储集层微观非均质性研究十分重要。对于处于开发后期的老油田，剩余油分布状况与储集层微观非均质性息息相关，是研究油气成藏和剩余油分布的核心，更是基础。本文在大量实验数据分析以及相关研究的基础上，得出以下结论：

(1)通过研究区黏土矿物分析和水敏性实验分析，实施注水开发时，注入水矿化度应控制在2 900～4 000 mg/L。

(2)利用各项实验数据，提出储集层微观非均质性评价标准，将高尚堡油田G 5断块储集层分为六大类三小类，微观非均质性从弱到强依次为A

(3)A、C类储集层占比例较大的油层适合用表面活性剂，预计提高采收率效果明显；B类储集层占比例较大的油层适合用高效驱油剂和“四细四选”工艺；D、E、F类储集层占比例较大的油层不适用水驱提高采收率技术，可通过改变储集层状态、布井方式等手段提升产量。